绿电交易需与碳市场统筹考虑

 

绿电不纳入碳排放核算将有望激发消费端需求，长期看有利于新能源的发展，如今消费绿电正在被企业接受。6月30日，由中国工业节能与清洁生产协会工业碳效专委会等单位发起的中国“绿电百分百”行动倡议（GE100%）首批支持单位集体亮相，它们将共同开展“绿电间接消纳认证”标准编制、建立终端场景绿电消纳认证机制、探索“绿电团购”模式、开发100%使用绿电的产品或服务标识等工作。

当然，也需提前关注可能存在的重复计算、远景会冲击地区碳市场体系等问题。

首先，区域电力排放因子在制定之初就将区域内消耗的绿电纳入考虑范畴，如果参与碳排放权交易的企业再通过采购绿电抵扣碳排放，将导致绿电减排效果在碳市场中被计算两次，相当于“绿”了两次。在进行企业年碳排核算以及后续碳配额核算时，则可能因为不够严谨而产生不小的误差。

其次，如果绿电纳入碳市场没有比例限制，那么企业将有可能仅靠购买绿电即可达到碳减排目标。如果企业对于碳配额的需求过低，则会导致碳排放权交易价格下跌，进而影响第二个履约周期碳市场的流动性。以上海为例，原来外购电力排放因子为0.42吨二氧化碳/兆瓦时，低于火力发电排放因子，也显著低于全国其他地区，导致企业尤其重视绿电的减排效益。此次绿电排放因子调整为0，如不尽快出台配套措施，预计会产生数十万吨甚至上百万吨的双重计算，使碳市场履约企业对于履约碳配额的需求明显减少。

结合目前各地实践，为避免绿电的碳排放重复计算和冲击地区碳市场体系，具体建议如下：

首先，应采取技术手段保障绿电交易数据的准确性、及时性、唯一性、公正性和可获取性，未来建议利用区块链存证等技术或工具做好绿电管理工作。

其次，持续优化外购绿电的碳排放因子计算模型。需要在优化工具平台的基础上合理设计，及时跟踪火电、已交易绿电、入网未交易绿电的权重，及时核算已交易绿电之外的电力排放因子。

以上海为例，假设其火电排放因子是0.8吨二氧化碳/兆瓦时，绿电排放因子是0，上海电网中绿电占比是50%，那么就得到上海地区电力平均排放因子为0.4吨二氧化碳/兆瓦时，也就是上海市最近更新的数值。假如上海市的企业对绿电的积极性比较高，绿电中有60%被企业认购，那么电网中只剩下一小部分的绿电（40%）和全部的火电（100%），加权计算可得电力综合排放因子为0.57吨二氧化碳/兆瓦时。没有参与购买绿电的企业，其所使用的排放因子就只能是0.57吨二氧化碳/兆瓦时，而不再是平均值0.4吨二氧化碳/兆瓦时。更进一步，假如全部绿电100%被认购，则未参与购买绿电的企业所享受的电力排放因子只能是0.8吨二氧化碳/兆瓦时（纯火电的待遇）。

以上计算方法可以规避重复计算的问题，还能提高企业购买绿电的积极性。当然，其中涉及的数据壁垒很多，还需要进一步加强相关工作。

对于绿电而言，如果只是小部分纳入碳市场，用于扩大交易品种、活跃市场气氛，还是不错的选择。但如果不限制绿电计入碳排放核算的比例，碳市场就难以发挥促进控排企业真正减排的作用。一个可供参考的案例是浙江湖州。2022年10月出台的《湖州市碳权益交易结果应用于工业碳效评价实施细则（试行）》规定，企业使用的绿电中，限制不超过5%的绿电（电折算成碳）计入碳排放核算。该规定可有效规避企业不关注自身减排，只通过购买绿电就可以实现碳减排的情况，其相关做法值得其他地区在体系设计中予以借鉴。

（国网新能源云碳中和创新中心执行主任、中国工业节能与清洁生产协会工业碳效专委会秘书长 王函韵）

责任编辑：杨娜

校对：高慧君